Геологическая часть (стр. 4 )

Химический состав пластовой воды бобриковского горизонта (пласт Б2) на месторождении не изучен. Проба пластовой воды, отобранная из скважины 463, судя по удельному весу (1,146 г/см3), минерализации (184,87 г/л), несколько разбавлена техническим раствором. Поэтому вода пласта Б2 охарактеризована по аналогии с водами исследованными на соседнем Красноярском месторождении. Она характеризуется плотностью в поверхностных условиях 1,170 г/см3, минерализацией 258 г/л. Первой соленостью 79,64 % экв. В воде содержится иона кальция 13,20 г/л, магния 3,10 г/л, сульфатов 0,75 г/л.

Разработка пласта Б2 осуществляется в скважинах совместно с пластом Т1. Данные, полученные при исследовании глубинных и поверхностных проб, отобранных из скважин, эксплуатирующих пласт Т1 и совместно пласты Б2 и Т1, характеризуются близкими свойствами.

Вода продуктивного пласта Т1 турнейского яруса охарактеризована по результатам 15 проб, отобранных из 7 скважин. Согласно этим данным, вода характеризуется плотностью в поверхностных условиях 1,157-1,173 г/см3 (среднее значение равно 1,167 г/см3), минерализацией 210,61-235,18 г/л (среднее значение 220,04 г/л). Величина первой солености 82,07-87,0 %-экв. Содержание кальция от 4,96 до 13,37 г/л, магния от 0,93 до 3,08 г/л, сульфатов от 0,53 до 1,16 г/л. Водорастворенный газ пласта исследовался в законтурной скважине 448. По составу газ азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 305 см3/л, общая упругость равна 71,4 атм.

Пластовые воды бобриковского горизонта и турнейского яруса относятся к хлоркальциевому типу. Минерализация турнейских вод колеблется в нешироких пределах. По химическому составу растворенных солей воды пластов Б2 и Т1 застойные.

Ресурсы пластовых вод разведанных водоносных горизонтов изучаемого района на современном этапе развития экономики не могут быть использованы как источник сырья для химической промышленности из-за низких дебитов, хотя по составу водорастворенных солей они вполне кондиционны, не обладают аномальными физико-химическими свойствами и не создают проблем при разработке месторождения..

1.7 Коллекторские свойства пластов

Пласт Б2 бобриковского горизонта охарактеризован керном в скв. 443, 444, 461, представлен песчаниками и алевролитами с прослоями аргиллитов. Для пласта характерна литологическая изменчивость по простиранию, выраженная в замещении песчаниковых коллекторов плотными глинистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами.

Коллекторами служат песчаники бурые, буровато-серые, светло-серые, мелкозернистые, кварцевые, пористые, средней и слабой крепости, массивной, неяснослоистой и слоистой текстуры. Цемент глинистый, глинисто-углистый, участками карбонатный, сульфатный и пиритовый. Тип цемента поровый, пленочно-поровый, контактный и базальный.

Поры межзерновые, угловатой формы. Тип коллектора поровый.

В неэффективной части пласта распространены плотные, неравномерно глинистые, участками известковистые песчаники и алевролиты, также аргиллиты. Алевролиты серые, темно-серые, плотные, крепкие, в различной степени глинистые. Аргиллиты темно-серые, пропластками слабо алевритистые, пиритизированные. В породах присутствуют углефицированные растительные остатки и включения пирита.

Покрышкой пласта служат аргиллиты кровельной части бобриковского горизонта и плотные карбонатные породы «тульской плиты». В ряде скважин песчаники верхней части пласта примыкают непосредственно к известнякам тульского горизонта. Известняки темно-серые, плотные, крепкие, перекристаллизованные, участками окремненные.

Пласт Т1 залегает в верхней части турнейского яруса, охарактеризован керном в скв. 3, 443, 444, 445, 448, 454, 461, сложен известняками с тонкими прослоями доломитов, а в разрезе представлен чередованием разностей пород пористых, кавернозно-пористых и плотных.

В эффективной части пласта распространены светло-серые, серые, буровато-серые, и бурые известняки и доломиты. Известняки органогенно-обломочные (криноидно-фораминиферовые), комковатые, крепкие, массивные, в различной степени перекристаллизованные и доломитизированные. Цементирующим веществом является мелко-, средне - и крупнозернистый кальцит. Тип цемента поровый, контактный,  регенерационный, участками базальный.

Доломиты вторичные, в различной степени известковистые, мелко - и среднезернистые, крепкие.

Пустотное пространство известняков и доломитов составляют поры, участками каверны и поры. Основной тип коллектора поровый.

Неэффективная часть пласта представлена серыми, темно-серыми известняками микрозернистыми, пелитовыми и доломитами тонкозернистыми, плотными, крепкими, участками трещиноватыми, со стилолитоподобными примазками глинисто-органического материала, прослоями слабо заглинизированными. Породы участками окремненные, включают тонкие прослои и включения голубовато-серого ангидрита. Стилолиты и трещины заполнены черным глинисто-органическим веществом.

Покрышкой пласта служит пачка аргиллитов с прослоями алевролитов нижней части визейского яруса. Аргиллиты темно-серые до черных, грубо - и тонкослоистые, косослоистые, плитчатые, участками слюдистые и алевритистые, пиритизированные. Алевролиты темно-серые, глинистые, с растительным детритом, и включениями пирита. Средняя толщина пачки равна 14 м.

Таблица 1.4

Геолого-геофизическая характеристика продуктивных пластов

Параметры	Объекты разработки
Б2	Т1
Средняя глубина залегания кровли, м	1638,8	1659
Тип залежи	пластово-свод. лит. экран.	массивная
Тип коллектора	терриген.	карбонат.
Площадь нефтегазоностности, тыс. м2	4404	8412
Средняя общая толщина, м	6,3	14,9
Средняя газонасыщенная толщина, м
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	2,9	8,3
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м
Коэффициент пористости, доли ед.	0,19	0,10
Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед.
Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед.	0,77	0,89
Проницаемость, 10-3 мкм2	250	11,8

Продолжение таблицы 1.4

Коэффициент песчанистости, доли ед.	0,47	0,48
Расчлененность	1,9	10,2
Начальная пластовая температура, оС	34	34
Начальное пластовое давление, МПа	17,5	17,5
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с	4,33	4,33
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	0,817	0,817
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3	0,855	0,855
Абсолютная отметка ГНК, м
Абсолютная отметка ВНК, м	-1523	-1540
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	1,097	1,097
Содержание серы в нефти, %	1,9	1,9
Содержание парафина в нефти, %	5,4	5,4
Давление насыщения нефти газом, МПа	5,6	5,6
Газосодержание, м3/т	38	38
Содержание сероводорода, %	2,54	2,54
Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3	1,26	1,25
Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3	1,170	1,167
Сжимаемость, 1/МПа х 10-4
нефти	7,84	7,84
воды	2,83	2,83
породы	5,123	6,806
Коэффициент вытеснения, доли ед.	0,696	0,564
Коэффициент продуктивности, м3/сут/МПа.	7,6	6,9

1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом

Объемный метод подсчета запасов нефти широко распространен и может быть использован при любом режиме работы нефтяного пласта и на любой стадии его разведанности.

В 2008 году была составлена уточненная геолого-гидродинамическая модель месторождения и выполнен пересчет запасов нефти и растворенного газа (протокол ГКЗ Роснедра от 01.01.2001 г.), дано обоснование КИН.

Утвержденные запасы категории АВ (балансовые/извлекаемые) составляют:

нефти –4975/2738 тыс. т; растворенного газа - 189 / 104 млн. м3,  в том числе:

– нефти

       - по пласту Б2 по категории В - 1241 / 789 тыс. т;

       - по пласту Т1 по категории А – 3734/ 1949 тыс. т;

- растворенного газа

       - по пласту Б2 по категории В - 47 / 30 млн. м3;

       - по пласту Т1 по категории А – 142/ 74 млн. м3.

Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа на 1 января 2015 г. по пласту Т1 Журавлевско-Степановского месторождения, который является основным объектом разработки.

Подсчет балансовых запасов нефти

Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:

Qбал = F ∙ h ∙ m ∙ β ∙ γ ∙ θ,  (1.1)